20 may 2024

El mercado eléctrico supera en España las 500 horas a precio cero o negativo

Mucha energía solar, mucha hidráulica (desde octubre han entrado en la península 17 borrascas y muchos embalses rebosan), mucho viento (por las mismas borrascas) y temperaturas suaves, propias de la primavera, esa que ni achicharra ni congela, por lo que ni las calefacciones ni los aires acondicionados han tenido demanda. ¿Resultado? Mucha oferta y... menos demanda que cuando arrecia el frío o asfixia la calor. ¿Y en el mercado? Más de 300 horas a precio cero o negativo en los meses de abril y mayo, y más de 500, en lo que llevamos de año. Tanto precio cero y negativo nunca antes sucedió.

¿Beneficiarios?
Los consumidores que tienen contratada la tarifa regulada (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, PVPC), porque esa tarifa está en gran medida indexada a ese mercado (el mercado mayorista diario de la electricidad, coloquialmente conocido como pool). Porque, grosso modo, y en síntesis, cuando sube el precio en el pool, sube la factura PVPC; pero cuando baja el precio en el mercado diario mayorista, baja el PVPC (y eso es lo que ha sucedido esta primavera).

Los precios cero y/o negativos han sido calificados de "buenísima noticia en términos generales" por Greenpeace. Los ecologistas consideran que el precio negativo "manda señales de interés para acelerar la electrificación" de ciertos sectores todavía muy dependientes del gas o el petróleo, "como la industria y el transporte" (precios bajos de la electricidad animarán según Greenpeace a la ciudadanía a pasarse al vehículo eléctrico, en tanto en cuanto la electricidad sea mucho más barata que el gasóil, y la animarán presuntamente también a cambiar la calefacción de gas natural por la eléctrica).

"Gana el consumidor y gana el sistema", explican desde Greenpeace, que destaca el ahorro de emisiones de CO2 que supone el abandono de los combustibles fósiles (más hidráulica, eólica y fotovoltaica en el sistema es menos gas) y destaca también el ahorro económico que supone para familias y empresas -insisten desde esta oeengé- el dejar de consumir "gas caro y contaminante para usar electricidad barata y más limpia".

¿Futuro inmediato?
La tormenta perfecta (temperaturas primaverales, abundancia de agua y viento) va a dejar de ser este verano. Y los precios que se avecinan no serán tan benévolos con el bolsillo.

El "problema" son las horas solares, cuyo precio tanto Bogas como Revuelta (y los demás participantes en la jornada) vaticinan seguirá siendo muy bajo.

La opción nuclear es seis veces más cara que las energías renovables

Un estudio independiente del Clean Energy Council confirma los elevados costes iniciales y la carga que supondría para los consumidores la incorporación de la energía nuclear al mix energético australiano.

La construcción de reactores nucleares costaría seis veces más que la energía eólica y solar reforzada con baterías, según el informe independiente publicado por el Clean Energy Council.

Estos informes no incluían la gestión de residuos ni el desmantelamiento de una central nuclear en los cálculos de costes, por lo que el coste real podría ser aún mayor, según Thornton.

“Apoyamos una visión clara de los costes y el tiempo necesarios para descarbonizar Australia y, en este momento, la energía nuclear simplemente no se sostiene”, declaró Kane Thornton, director ejecutivo del organismo, quien advirtió de que los contribuyentes debían comprender los costos que tendrían que soportar si se ven obligados a pagar la factura de construir una industria nuclear desde cero durante un período de décadas.

El análisis elaborado por Egis, expertos en construcción e ingeniería, concluía también que la energía nuclear tenía escasa viabilidad económica en una red dominada por las energías renovables.

Según los objetivos actuales, las energías renovables cubrirán el 82% del mercado nacional de la electricidad australiano en 2030, es decir, al menos una década antes de que la energía nuclear pueda entrar teóricamente en funcionamiento.

Las centrales nucleares no están diseñadas para adaptarse a la generación de energía renovable, pero es que, además, Australia carece de industria nuclear porque está prohibida por las leyes estatales y de la Commonwealth, que habría que modificar.

Según Thornton, el análisis confirma que la construcción de centrales nucleares en lugar de renovables “dispararía” los precios de la electricidad.

El análisis se basó en el borrador de consulta GenCost 2023-24 del CSIRO, el estudio Small Modular Reactors del Mineral Council of Australia y el informe Lazard Levelized Cost of Energy Report, de referencia en el sector.

19 may 2024

El camino de Europa hacia una cadena de valor de baterías sostenible: un plan para 2024

En su último informe, Transport & Environment (T&E) presenta un plan revelador para ampliar la cadena de valor de las baterías en Europa en respuesta a cambios globales como la Ley de Reducción de la Inflación de EE. UU. A medida que Europa adopta la descarbonización, la importancia de la producción local de baterías se vuelve cada vez más clara. Estas son las conclusiones clave y las citas impactantes del informe:

Autosuficiencia para 2030: Europa aspira a volverse autosuficiente en celdas de batería y componentes críticos como cátodos, mejorando las capacidades locales en el procesamiento de litio y níquel.

> "Europa puede volverse autosuficiente en celdas de batería para 2026... abasteciendo más de la mitad de su demanda de componentes clave para 2030."

Beneficios climáticos: la producción local podría reducir significativamente las emisiones de carbono, lo que constituye un argumento convincente para la deslocalización.

> "La consolidación de la cadena de suministro de baterías ofrece importantes beneficios climáticos, con una reducción del 37 % de las emisiones de carbono en comparación con los niveles actuales utilizando la cadena de suministro de China". - Página 9

Desafíos y oportunidades: A pesar de los avances prometedores, persisten riesgos y desafíos sustanciales que requieren medidas e inversiones gubernamentales sólidas.

> "Sin embargo, muchos de los proyectos anunciados siguen siendo inciertos... no se llevarían a cabo sin una acción gubernamental más fuerte."

Plan para el éxito: el informe recomienda mantener la certeza de la inversión a través de objetivos de vehículos limpios, apoyo a la inversión a nivel de la UE y políticas sólidas para garantizar la sostenibilidad.

> "El plan de política industrial debería incluir mantener la seguridad de las inversiones, proporcionar apoyo a la inversión a nivel de la UE y disposiciones más estrictas en la UE para los mejores proyectos". - Página 11

Este plan sienta las bases para que Europa lidere la producción sostenible de baterías, fundamental para un futuro más limpio.

T&E estima que producir localmente la demanda europea de baterías ahorraría aproximadamente 133 Mt de CO2 entre 2024 y 2030.

Pero más de la mitad de los planes de producción de baterías de Europa corren el riesgo de ser retrasados, reducidos o cancelados sin una acción gubernamental más firme. Europa tiene el potencial de volverse autosuficiente en la producción de celdas de batería para 2026, si el hashtag ya anunciado#gigafactories sigue adelante.


Los líderes europeos deben asegurar esta producción nacional poniendo fin a cualquier incertidumbre sobre la eliminación gradual de sus motores para 2035 y estableciendo objetivos de electrificación para flotas corporativas, lo que asegurará a los inversores de las gigafábricas un mercado garantizado para sus productos.

El informe completo es un llamado a la acción para que los responsables políticos y los líderes de la industria aprovechen este potencial e impulsen un cambio significativo.

18 may 2024

V Congreso Nacional de Energía de Autoconsumo; Moisés Labarquilla (AUXSOL)

Moisés Labarquilla, Director ESPAÑA y PORTUGAL 
Los días 9 y 10 de mayo de 2024, se llevó a cabo con éxito la V Congreso Nacional de Energía de Autoconsumo en
Madrid, España. Esta conferencia se erige como el evento más influyente en el sector de la energía de autoconsumo en España. Sara Aagesen, la Subsecretaria de Energía de España, asistió a la conferencia, donde se reunieron más de 400 expertos destacados y líderes de la industria en el campo de la energía renovable para adentrarse en las últimas regulaciones, políticas y tendencias innovadoras en el sector de la energía de autoconsumo.

Moisés Labarquilla, el Consultor de Productos Senior de AUXSOL, fue invitado a asistir a esta conferencia. Participó en discusiones en mesa redonda con otros ponentes, profundizando en la importancia de las nuevas regulaciones, especialmente en lo que respecta a la caída de tensión y las nuevas regulaciones de baja tensión, incluida la nueva instrucción técnica de instalaciones eléctricas en corriente continua ITC-BT-53, que exige la protección contra arcos eléctricos (AFCI).

Moisés Labarquilla mencionó: "AUXSOL ha cumplido con todos los requisitos técnicos de las nuevas regulaciones, incluida la protección contra arcos eléctricos AFCI y el soporte para la caída de tensión. Toda la gama de inversores AUXSOL está lista para el mercado español".

Durante la conferencia, el equipo de AUXSOL también interactuó ampliamente con fabricantes locales, distribuidores, instaladores y comercializadores, estableciendo conexiones con otros participantes en la cadena de valor.

¡AUXSOL continuará su compromiso de promover la adopción generalizada de energía renovable, impulsando el desarrollo de energía renovable y contribuyendo al camino de España hacia un futuro energético sostenible! ¡Esperamos verte el próximo año!

17 may 2024

El autoconsumo o el coche eléctrico piden cambios en el contador de la luz: la baja tensión sale de su "olvido" por las renovables

Moisés Labarquilla, Director AUXSOL ESPAÑA
De baja tensión se habló mucho la semana pasada en el Congreso Anual de Autoconsumo organizado en Madrid por APPA Renovables, en una mesa redonda en la que empresas distribuidoras lamentaron que llega tarde, porque lo oportuno habría sido tener pautas claras en el año del 'boom' de instalación de placas solares, en 2022. Quedó claro que el autoconsumo "cambia totalmente el perfil de la tensión de la línea" y traslada al centro de transformación del que salen las líneas eléctricas camino de su destino final -hogares o negocios, por ejemplo- la tarea de regular, en unas redes que hasta ahora "no están preparadas para el flujo direccional" al que obligan las placas fotovoltaicas de los tejados o las baterías de los coches eléctricos, que suponen nuevos elementos que determinan la tensión de las redes eléctricas.

Desde su puesta en marcha en octubre de 2021, el hub de innovación en redes de Iberdrola ha identificado más de 120 proyectos por valor de 130 millones de euros y se ha convertido en un lugar de experimentación e intercambio de conocimiento sobre redes eléctricas y soluciones relacionadas con la transición ecológica, con un centenar de socios tecnológicos desarrollar soluciones de digitalización de redes, integración de renovables, despliegue del vehículo eléctrico o sistemas de almacenamiento de energía. En un mismo recinto donde está también e centro de control de redes de distribución de la región norte -una de las cuatro que gestiona Iberdrola en España-, se encuentra este centro de investigación e innovación, para añadir perspectivas de futuro a la realidad del sistema eléctrico actual.

El fondo británico Foresight Solar apuesta por el mercado de las baterías en España

Foresight Solar Fund ha dado un paso estratégico significativo en su expansión internacional al anunciar un acuerdo marco con la empresa de ingeniería y fabricación de baterías, Chelion Iberia. Este acuerdo tiene como objetivo desarrollar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) en España, incrementando así la cartera de proyectos del fondo sin necesidad de una inversión inicial significativa y con un modesto capital de desarrollo.

El mercado británico de BESS ha enfrentado desafíos notables, tales como la reducción de ingresos mayoristas y la falta de atención por parte de los operadores del sistema hacia los proyectos existentes. Estas dificultades han obligado a los actores del sector a realizar ajustes importantes en sus estrategias operativas y de inversión. En contraste, España presenta un mercado emergente con alta penetración solar y condiciones muy favorables para el almacenamiento con baterías. Estas características convierten al país en una oportunidad atractiva para Foresight Solar, que busca aprovechar estas ventajas competitivas.

Ross Driver, director general de Foresight Solar Fund, subrayó la importancia de este movimiento estratégico. “Foresight Solar Fund tiene como objetivo ser pionera en España, desarrollando proyectos que se integren eficientemente en la red existente. Se espera que estas iniciativas generen rendimientos de dos dígitos, aprovechando las ventajas competitivas del mercado español”, afirmó Driver.

La colaboración con Chelion Iberia permitirá a Foresight Solar Fund desarrollar proyectos de almacenamiento de energía que no solo complementen su actual cartera de energías renovables, sino que también fortalezcan su posición en el mercado energético español.

Cóctel perfecto
Se están dando las circunstancias perfectas para que se inicie de manera masiva, el desarrollo de las baterías en España, pero también en Europa. 

16 may 2024

Photovoltaic Electricity Potential

 

Alemania produce más energía solar que España, Portugal e Italia juntas

La transición energética no avanza al mismo ritmo en todas partes. Ni mucho menos. Y tampoco atiende (como primer criterio) a la materia prima, al recurso disponible (en este caso, al Sol). Ejemplo paradigmático es Alemania, que cuenta con mucho menos recurso solar que Italia, España o Portugal y que, sin embargo, produce con placas fotovoltaicas más electricidad que los vecinos del fondo Sur de Europa. 

El año pasado (2023), Alemania (antaño paradigma de la nuclear) produjo más electricidad con placas solares que España en sus centrales nucleares. Esta semana pasada ha habido días en que la gran nación del norte ha generado más del doble de electricidad que España y Portugal sumadas.

Vienen nuevos récords. También llegarán en España, que no cesa de instalar nueva potencia solar fotovoltaica.


15 may 2024

Biden agudiza su guerra comercial con China: le sube los aranceles a coches eléctricos, paneles solares, baterías y acero y aluminio

Un vehículo eléctrico de origen chino valdrá el doble en EEUU, una clara señal del proteccionismo de la industria automovilística
Joe Biden agudiza aún más su guerra comercial con China. Para ello, el presidente de EEUU ha anunciado una nueva subida de aranceles a distintos productos de origen chino. Concretamente, todo aquello que tenga que ver con la nueva industria net zero, es decir, los coches eléctricos, las baterías, los paneles solares o el acero y aluminio, entre otros, que llegan deade China al mercado norteamericano.

“Las acciones actuales para contrarrestar las prácticas comerciales desleales de China están cuidadosamente dirigidas a sectores estratégicos (los mismos sectores en los que Estados Unidos está realizando inversiones históricas bajo el presidente Biden para crear y mantener empleos bien remunerados), a diferencia de las propuestas recientes de los republicanos del Congreso que amenazarían los empleos y aumentarían costos en todos los ámbitos”, explica la Casa Blanca en un comunicado.

Baterías, componentes y minerales críticos
El tipo arancelario sobre las baterías de iones de litio para vehículos eléctricos aumentará del 7,5% al ​​25% en 2024, mientras que el tipo arancelario sobre las baterías de iones de litio que no son vehículos eléctricos aumentará del 7,5% al ​​25% % en 2026. El tipo arancelario sobre las piezas de baterías aumentará del 7,5% al ​​25% en 2024.

El almacenamiento en baterías está a punto de superar la capacidad mundial de la hidroeléctrica de bombeo


Resulta sorprendente que, tan solo siete años después de la construcción de la primera batería realmente grande del mundo, la llamada Big Battery de Tesla en Hornsdale, se espere que la capacidad de almacenamiento en baterías en todo el mundo supere pronto a la de la tecnología de bombeo hidráulico, mucho más consolidada.

El hito ha sido señalado en LinkedIn por Marek Kubic, cofundador del proveedor estadounidense de almacenamiento en baterías Fluence, que ahora trabaja en Neom, el ambicioso proyecto de construcción y energías renovables de Arabia Saudí.

Kubik afirma que el hito -que espera que se produzca en 2025- es notable porque demuestra que la tecnología de almacenamiento en baterías, que a menudo se ridiculiza como una tecnología inmadura, es todo menos eso, y está mostrando un crecimiento exponencial.

“¿Por qué es importante?”, pregunta en LinkedIn. “Porque a veces todavía se considera que las baterías son una gota en el océano”.

“Una afirmación que se cita a menudo (la leí recientemente en el libro del profesor Mark Jacobson «No Miracles Needed») es que el almacenamiento energético por bombeo hidráulico (PHES) representa el 97% del almacenamiento instalado en la red. Esto era cierto hace unos años en sentido de MW, pero ha quedado rápidamente desfasado por las matemáticas exponenciales”, añade Kubic.

“Los BESS (sistemas de almacenamiento de energía en baterías) son ahora una clase de activos tan maduros y financiables como los PHES (centrales hidroeléctricas de bombeo), que durante mucho tiempo se han considerado el patrón oro de la madurez del almacenamiento de energía”, concluye Kubic.

El mayor proyecto de almacenamiento en baterías de Europa obtiene la aprobación para su construcción


Giga Storage, con sede en los Países Bajos, ha obtenido el permiso irrevocable para la construcción de un proyecto BESS de 600 MW/2.400 MWh en Bélgica, denominado GIGA Green Turtle. Este hito garantiza la financiación del proyecto, que está llamado a ser el mayor de Europa.

El proyecto se ubicará en Dilsen-Stokkem, en el este de Bélgica, y está situado junto a una nueva estación de alta tensión de 380 kV gestionada por el operador del sistema de transmisión Elia. El emplazamiento se encuentra en la línea de alta tensión de Van Eyck a Gramme.

El parque de baterías se construirá en un polígono industrial que antes albergaba una fábrica de zinc. En el pasado, ya existían planes para la realización de un parque de baterías en este emplazamiento por parte de otra empresa energética antes de que Giga Storage adquiriera los terrenos a los propietarios de la fábrica de zinc.

El proyecto contará con 20 baterías, cada una con un inversor, 185 transformadores de media tensión, cinco transformadores de alta tensión con una capacidad total de 1.500 MVA, así como 25.650 metros cuadrados de zona de plantación alrededor del nuevo parque de baterías.

GIGA Green Turtle almacenará el consumo medio de energía de 330.000 familias al año y lo devolverá a la red eléctrica, según el promotor.

Se prevé que la construcción comience en 2025 y que esté terminada en 2028. Según el promotor, el sistema desempeñará un papel clave en la transición energética de Bélgica y Europa.


“Al desarrollar el almacenamiento de energía a gran escala en ubicaciones estratégicas, los precios de la energía serán más estables y dependeremos menos de la importación de energía (fósil)”, declaró Ruud Nijs, consejero delegado de Giga Storage, en enero, cuando se anunció por primera vez el proyecto. “Aunque este proyecto será la mayor batería de Europa, en los próximos años se necesitará mucha más capacidad de almacenamiento”.

Giga Storage dijo que su objetivo es entregar 5 GW de proyectos BESS en Europa para 2030. Ya se están desarrollando proyectos como el BESS de 300 MW/1.200 MWh en la región de Delfzijl, en los Países Bajos, y la empresa espera anunciar varios proyectos más en diversos países europeos en los próximos años.

El promotor holandés ha entregado anteriormente una batería de 12 MW/7,5 MWh en los Países Bajos en 2020, seguida de otro sistema de 25 MW/48 MWh en 2022. Según su página web, Giga Storage tiene otro proyecto en cartera, un parque de baterías de 300 MW situado cerca de la estación de alta tensión de Van Eyck, en Kinrooi, a solo 15 kilómetros de la ubicación de GIGA Green Turtle.

Acceso y conexión a la red y situación actual del autoconsumo, a debate en la primera jornada de APPA Renovables

El jueves día 9 se ha celebrado la primera de las dos jornadas del V Congreso de APPA Renovables. En las instalaciones del Hotel Meliá Avenida América (Madrid), más de 400 congresistas profesionales de toda España han querido atender a las distintas mesas redondas programadas para este primer día de Congreso.

En este sentido, destaca el alto nivel de los ponentes, que han ido desgranando su visión y reflexiones acerca del mercado del autoconsumo fotovoltaico a través de todo lo realizado hasta ahora, la situación actual que arroja el mercado, así como los retos y las oportunidades que este sector tiene por delante, principalmente dinamizado por los ambiciosos objetivos que se incluyen en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

Tal y como indicó Lucía Blanco, subdirectora adjunta Prospectiva, Estrategia y Normativa en Materia de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto demográfico (MITECO), este próximo mes de junio se procederá a enviar el PNIEC definitivo a la Comisión Europea.

“En el PNIEC hay una apuesta clara por el autoconsumo para llegar hasta 19 GW en 2030. En 2022 se instalaron 2,5 GW y en 2023 la potencia instalada fue de 1,7 GW, gracias, en parte, de las ayudas de más de 2.000 millones de euros movilizadas. Igualmente, el almacenamiento energético será clave en el PNIEC, donde se quiere alcanzar los 22 GW en 2030, elevando las previsiones iniciales que estaban en 20 GW” Lucía Blanco (MITECO)

Alemania electrifica rutas sin catenaria con trenes Siemens que funcionan con baterías de litio

La Red 8 (Ortenau), red ferroviaria del estado de Baden-Württemberg, acaba de inaugurar los cuatro primeros trenes alimentados por baterías de Siemens Mobility, primeros de Alemania. Los trenes híbridos (eléctrico y con baterías) pueden utilizar rutas con y sin catenaria y sustituyen al Regio Shuttle RS1 con motor diésel. Siemens prevé la extensión "gradual" de este servicio híbrido a otras rutas de la red.

El mantenimiento predictivo, basado en el estado de los trenes, es posible -explican desde la compañía- gracias al uso de la aplicación Siemens Mobility Railigent X Suite, en la nube: "gracias a algoritmos avanzados y análisis de datos, se optimizan las operaciones de los trenes y se detectan y gestionan las posibles interrupciones antes de que provoquen averías, lo que garantiza el 100% de disponibilidad de la flota". La infraestructura de carga para los nuevos trenes fue instalada por SWEG Schienenwege GmbH en las estaciones de tren de Achern y Biberach (Baden).

La rápida expansión de las baterías será crucial para cumplir los objetivos climáticos y de seguridad energética establecidos en la COP28

Después de que su despliegue en el sector energético se duplicó con creces el año pasado, las baterías deben multiplicar por seis el almacenamiento de energía mundial para permitir que el mundo cumpla los objetivos de 2030.

El crecimiento de las baterías superó a casi todas las demás tecnologías de energía limpia en 2023, ya que la caída de los costos, el avance de la innovación y las políticas industriales de apoyo ayudaron a aumentar la demanda de una tecnología que será fundamental para alcanzar los objetivos climáticos y energéticos descritos en la conferencia climática COP28 en Dubai, según a un nuevo informe de la AIE.

En el primer análisis exhaustivo de todo el ecosistema de las baterías, el Informe especial de la AIE sobre baterías y transiciones energéticas seguras establece el papel que pueden desempeñar las baterías junto con las energías renovables como una alternativa competitiva, segura y sostenible a la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles, al tiempo que respalda la Descarbonización del transporte por carretera mediante la propulsión de vehículos eléctricos.

En menos de 15 años, los costos de las baterías han caído más del 90%, una de las caídas más rápidas jamás vistas en tecnologías de energía limpia.

Según el informe, el despliegue de baterías deberá aumentar significativamente desde ahora hasta el final de la década para permitir que el mundo se encamine hacia sus objetivos energéticos y climáticos. En este escenario, la capacidad total de almacenamiento de energía se multiplicará por seis para 2030 en todo el mundo: las baterías representarán el 90% del aumento y la energía hidroeléctrica de bombeo representará la mayor parte del resto.

14 may 2024

Las grandes baterías baten un nuevo récord de carga y desplazan al gas en los picos nocturnos de la principal red australiana

El récord de carga de baterías saltó a 766 MW el domingo a las 12.55 pm, más de 110 MW por encima de su pico anterior de 650 MW establecido en enero.

Panorámica de la gran batería de Hazelwood, en Australia, propiedad de Engie.

La incorporación de una serie de nuevos grandes proyectos de baterías se está dejando sentir en la red principal de Australia, con un gran salto en el récord de carga de baterías a mediodía del fin de semana, y sigue desplazando al gas como proveedor en el pico vespertino en Victoria.

Según el recolector de datos de red NEMLog GPE2, el récord de carga de baterías saltó a 766 MW el domingo a las 12.55 pm, más de 110 MW por encima de su pico anterior de 650 MW establecido en enero.

Gran parte de esta actividad se concentró en Victoria, que alberga la mayor batería del país en pleno funcionamiento, la Victoria Big Battery, de 300 MW y 450 MWh, y la batería Hazelwood, de 150 MW y una hora de duración (en la foto que ilustra esta información), la primera batería conectada al emplazamiento de una antigua central eléctrica de carbón.

Victoria batió su propio récord de carga de baterías al mismo tiempo, con un nuevo pico de 424 MW, aunque NEMLog señaló que solo superaba ligeramente el récord anterior, establecido el jueves pasado.

En el momento de los nuevos récords de carga de baterías, los precios en la red principal eran mayoritariamente negativos, con una media de menos 3 dólares por megavatio hora, y particularmente en Victoria, donde los precios habían caído a menos 30 dólares/MWh, según informa el portal de energía australiano Renew Economy.

La carga de baterías absorbía el 3% de la producción total de la red, de algo menos de 24 gigavatios, y la hidroeléctrica de bombeo, otro 2,8%.

Curiosamente, el almacenamiento en baterías en Victoria sigue desplazando al gas como proveedor en la hora punta de la tarde, con más de 200 MW de producción de baterías el sábado por la noche, y cero de los generadores de gas de pico del estado. El almacenamiento en baterías suele suministrar más en el pico vespertino que los generadores de gas, sobre todo a precios de pico más bajos.

Esto es sólo una muestra de los cambios que se prevén en la red australiana en la próxima década, junto con el crecimiento de la energía eólica y solar, y las enormes cantidades de almacenamiento -en particular baterías- que se están añadiendo a la red.

En las últimas semanas, el almacenamiento en baterías en California ha absorbido más de 5,5 GW en algunos momentos, o hasta el 31% de la carga. En los picos nocturnos, el almacenamiento en baterías se ha convertido regularmente en el mayor proveedor de la red, a menudo durante periodos de 2,5 horas o más.

Fabricar las baterías en Europa emitiría un 60% menos que trayéndolas de China

Producir localmente la demanda europea de células y componentes de baterías ahorraría unas 133 Mt de CO2 entre 2024 y 2030

La deslocalización de la cadena de suministro de vehículos eléctricos a Europa reduciría las emisiones de la producción de baterías en un 37% en comparación con una cadena de suministro controlada por China, según un nuevo análisis de Transport & Environment (T&E). Este ahorro de carbono se eleva a más del 60% cuando se utiliza electricidad renovable.

España se encuentra en una muy buena posición, siendo el tercer país europeo con mayor capacidad de generación de energía renovable. Producir localmente la demanda europea de células y componentes de baterías ahorraría unas 133 Mt de CO2 entre 2024 y 2030, lo que equivale a las emisiones anuales totales de República Checa.

Pero menos de la mitad (47%) de la producción de baterías de ion litio planeada para Europa hasta 2030 está asegurada, según también revela el informe. Esto representa un aumento desde un tercio hace un año, tras una serie de medidas implementadas para responder a la Ley de Reducción de Inflación de EE. UU. El 53% restante de la capacidad de fabricación de baterías anunciada sigue corriendo un riesgo medio o alto de retrasarse, reducirse o cancelarse si no se adoptan medidas gubernamentales más contundentes.

Carlos Rico, experto en políticas de transporte y medio ambiente de T&E afirma que “las baterías y los metales que las componen son el nuevo oro negro, la nueva gallina de los huevos de oro. Los líderes europeos necesitarán un enfoque preciso y un pensamiento compartido para cosechar los beneficios tanto climáticos como industriales. Rigurosos requisitos de sostenibilidad, como las próximas normativas sobre la huella de carbono de las baterías, pueden incentivar la producción local limpia. Y, lo que es aún más importante, Europa necesita mejores herramientas dentro del marco del Banco Europeo de Inversiones y el Fondo de la UE para Baterías para respaldar las inversiones en gigafábricas”.

13 may 2024

España instaló 495 megavatios hora de almacenamiento detrás del contador

Son datos de un trabajo de estudio realizado por la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) con sus empresas asociadas, que señala también que en torno a tres cuartas partes corresponden a instalaciones residenciales. "El almacenamiento detrás del contador se trata de una pieza clave para la integración de renovables en red y la descarbonización", explica José Donoso, director general de UNEF. Con respecto a los datos de almacenamiento, Donoso señala que "la implementación del almacenamiento en España se ha ralentizado, lo hemos notado en el autoconsumo en 2023 y ahora en los datos de almacenamiento, ya que las baterías suelen instalarse a la vez que la instalación de autoconsumo y siendo el residencial el principal segmento de baterías".

En el año 2023 se instalaron 495 megavatios hora (MWh) de almacenamiento detrás del contador en España, de los cuales, en torno a tres cuartas partes corresponden a instalaciones residenciales, según los datos recogidos por la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) en un trabajo de estudio con sus empresas asociadas. "Los sistemas de almacenamiento nos permiten hacer un uso más eficiente de los excedentes, es decir, de la energía no autoconsumida en el momento en el que es generada, para poder consumirla en un momento posterior. En los próximos años, las baterías van a tener la misma importancia que los propios paneles solares", explica José Donoso, director general de UNEF. "El almacenamiento detrás del contador se trata de una pieza clave para la integración de renovables en red y la descarbonización, así que esta caída muestra la necesidad de seguir trabajando en la creación de esquemas de financiación que permitan hacer más competitivos este tipo de instalaciones, como puede ser la exención del IVA o las desgravaciones fiscales", añade Donoso.

UNEF celebra la II Cumbre Internacional del Almacenamiento y el Hidrógeno los días 22 y 23 de mayo en Madrid, que contará los mayores expertos internacionales en estas materias, quienes compartirán su visión y experiencias sobre el desarrollo y el futuro del almacenamiento y el hidrógeno en nuestro país. Durante la jornada, se abordará el marco normativo actual para el almacenamiento y el hidrógeno, los desafíos técnicos existentes, las oportunidades de financiación de estos proyectos y las perspectivas de crecimiento, así como las posibilidades descarbonización del eléctrico y otros sectores.

12 may 2024

Amptricity instala su primera batería doméstica de estado sólido de 48 kWh casi garantizada de por vida

Recientemente se ha anunciado la instalación de la primera batería de estado sólido en el hemisferio occidental, marcando un hito en la tecnología de almacenamiento energético. Desarrollada por Amptricity, una empresa innovadora en el sector energético, esta batería promete una durabilidad y eficiencia sin precedentes. 

La batería de estado sólido Amptricity, con una capacidad de 48 kilovatios-hora (kWh), representa un avance significativo sobre las baterías convencionales de iones de litio, cuya vida útil suele ser tres veces menor. Esta batería es no inflamable y no tóxica, eliminando riesgos de explosión, sino que también ha sido diseñada para aplicaciones tanto residenciales como comerciales ligeras. Amptricity asegura que su batería puede manejar más de 11,000 ciclos de carga, con un mantenimiento de capacidad superior al 96% anualmente, lo que indica una durabilidad excepcional.

Aplicaciones y Ventajas
Amptricity ha lanzado al mercado modelos de batería desde 12 kWh hasta 48 kWh para uso residencial, y de 60 kWh a 80 kWh para aplicaciones comerciales. Estas baterías permiten su utilización tanto en hogares con o sin sistemas de paneles solares fotovoltaicos. Además, la posibilidad de reciclar completamente estas baterías al final de su vida útil subraya el compromiso de la empresa con la sostenibilidad ambiental. Estas características hacen de la batería Amptricity una solución atractiva para la reducción de la factura energética y una opción segura durante interrupciones del suministro eléctrico o desastres naturales.

Financiación e Inversión
El modelo de negocio de Amptricity permite a los consumidores adquirir estas baterías a través de un plan de financiación a largo plazo, similar al que se utiliza para los paneles solares. Esto hace que la tecnología sea accesible a una base más amplia de clientes, sin barreras económicas significativas, promoviendo la adopción de soluciones energéticas más limpias y eficientes.

11 may 2024

La producción de electricidad, a punto de cumplir un hito con el uso de combustibles fósiles. El principio del fin de la era fósil

Precisamente este último sector está a punto de hacer historia, si atendemos a lo que dice el informe de un grupo de expertos sobre el clima, Ember, que va en línea con lo que comentaron científicos climáticos hace unos meses. Estos, con un «optimismo cauteloso» dedujeron que las emisiones derivadas del uso de energía pueden haber llegado a su punto máximo.

Aportación de las energías renovables a la producción de electricidad. Gráfico: The Guardian.

2023, ¿un punto de inflexión?
Según los datos de este documento firmado por Ember "Global Electricity Review 2023", las energías renovables representaron más del 30% de la electricidad mundial. Una cifra a la que se alcanzó por primera vez el año pasado, gracias sobre todo al rápido crecimiento de la energía eólica y solar, con gran importancia para la energía hidráulica como podemos ver en el gráfico anterior.

El informe de Ember nos deja una conclusión realmente importante: y es que el sistema energético mundial podría haber alcanzado ya un momento de inflexión y estar a punto, este mismo año 2024, de reducir la generación de combustibles fósiles, incluso cuando la demanda general de electricidad no deja de subir.

«El futuro de las energías renovables ha llegado. La energía solar, en particular, se está acelerando más rápido de lo que nadie creía posible» dice Dave Jones. Precisamente fue la energía fotovoltaica la principal valedora del crecimiento de la electricidad, añadiendo más del doble de nueva generación de electricidad que el carbón en 2023, son el informe de Ember.

Las energías renovables juegan un papel crucial para reducir la huella de carbono en la generación de electricidad limpia: según el informe, esta ha ayudado a desacelerar el crecimiento de los combustibles fósiles en casi dos tercios en la última década. La electricidad limpia a nivel mundial ha pasado del 19% en el año 2000 al 30% en 2023, convirtiéndose la energía solar en la mayor fuente de electricidad nueva por segundo año consecutivo, por delante de la eólica.

El informe del que venimos hablando comenta que, para alcanzar los objetivos climáticos de la ONU, los países deben triplicar su actual capacidad de electricidad renovable en los próximos seis años. Esto permitiría reducir prácticamente a la mitad las emisiones del sector energético.

China quintuplicará las instalaciones de energía renovable para 2050, con una capacidad solar que alcanzará los 5,5 TW

El informe Energy Transition Outlook China 2024 (ETO) de la compañía señala que, en los próximos años, el mix energético chino pasará rápidamente de uno dominado por los combustibles fósiles a otra en la que la energía renovable desempeña un papel clave. El año 2031 se plantea como un punto de inflexión, ya que se espera que sea el punto en el que la electricidad generada a partir de combustibles fósiles ya no sea el mayor contribuyente a la combinación energética china y, en cambio, será reemplazada por la energía solar como la mayor fuente de energía.

Según el ETO , la contribución de la energía solar a la producción eléctrica nacional china aumentará del 5% actual al 38% en 2050, y las nuevas instalaciones de energía solar representarán el 58% de todas las nuevas incorporaciones de capacidad de generación de electricidad desde ahora hasta el final de esta década.

Si China expande su sector solar como predice DNV, para 2050, tendrá una gigantesca capacidad de 3,9 TW de capacidad solar fotovoltaica, junto con 1,6 TW de capacidad solar más almacenamiento, lo que le dará al sector solar chino una capacidad instalada total superior a los 5 TW.

Se espera que también el almacenamiento desempeñe un papel cada vez más vital en el sector solar chino, y DNV estima que, para 2050, el 34% de todas las nuevas incorporaciones de capacidad solar china se ubicarán junto con productos de almacenamiento, para ayudar a mitigar la variabilidad inherente a la generación de energía renovable.

En última instancia, el mix energético de China se revertirá casi por completo para 2050, y se espera que la contribución de los combustibles fósiles a la generación de energía nacional caiga del 66% actual al 7% dentro de 26 años, mientras que los combustibles no fósiles representarán el 55% de la generación eléctrica en 2050.

Remi Eriksen, presidente y director ejecutivo de DNV, explica en la introducción del informe que muchos de estos cambios están motivados por el deseo de China de alcanzar cierto grado de independencia energética, para lo cual se requerirán inversiones paralelas en generación, almacenamiento y distribución de energía en toda China. .

“La independencia energética es la motivación clave detrás de la política energética de China”, escribió Eriksen. “Encontramos que esto sólo se logrará parcialmente hacia mediados de siglo, cuando China seguirá importando cantidades considerables de petróleo y gas. En nuestra opinión, existe la posibilidad de que China acelere su transición para reducir su dependencia de estas fuentes aún más y más rápidamente, y para acercar a China a emisiones netas cero para 2050”.

10 may 2024

El Movimiento Ibérico Antinuclear pide al Gobierno que eleve la tasa Enresa a 21,83 euros MW/h

El
Movimiento Ibérico Antinuclear (MIA) ha presentado alegaciones al Real Decreto del Miteco por el que se actualiza la tasa que deben abonar los propietarios de las centrales nucleares para la gestión de los residuos radiactivos, la conocida como tasa Enresa, la empresa pública encargada de la gestión del combustible nuclear gastado. En concreto, las organizaciones sociales y ecologistas del MIA señalan que se necesitaría una tasa de, al menos, 21,83 €/MWh para que Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP "asuman el coste de la gestión de sus residuos" y que "no recaiga en las arcas públicas".

El Real Decreto redactado por Miteco elevará la subida de la tasa Enresa de 7,98 €/MWh a 10,36 €/MWh a partir de julio de 2024 pero, según señalan desde el MIA, el Ministerio retiró su primera propuesta, que planteaba una subida hasta los 11,14 €/MWh, y la sustituyó por la actual, que fija la tasa Enresa en de 10,36 €/MWh "tras la presiones del las empresas del'lobby' nuclear", que "se resisten a hacer frente a sus responsabilidades en la gestión de los residuos nucleares que han generado".

El Movimiento Ibérico Antinuclear ya manifestó en us momento numerosas dudas de que este impuesto fuese capaz de recaudar los fondos suficientes para garantizar "una adecuada gestión de los residuos", unos desechos generados "tanto durante sus años de funcionamiento como en el desmantelamiento tras el inevitable cierre de las mismas". Por ello, demandan que estos fondos "deberían recaudarse mucho antes del cierre de la última central en 2035", según el pacto de gobierno y eléctricas, ya que de no ser así "será nuevamente la ciudadanía la que pague por la actividad de las empresas propietarias de estas centrales nucleares", advierten.

En las alegaciones presentadas por el MIA se hace hincapié en que las propietarias de las CC.NN "asuman sus responsabilidades" y que hagan frente al pago de los 21,83 €/MWh "como única manera de garantizar que en 2100, los residuos nucleares estarán a buen recaudo en el Almacén Geológico Profundo (AGP)".

Cristina Rois, portavoz del Movimiento Ibérico Antinuclear (MIA): “Nuestra propuesta de 21,83 €/MWh es simplemente de justicia, no vamos a tolerar un rescate a las nucleares después de los multimillonarios ingresos que han conseguido durante los más de 40 años que acumulan algunas de nuestras vetustas centrales. Es hora de que asuman su responsabilidad y reconozcan ahora, que la era nuclear española toca a su fin, que la energía nuclear no es tan barata como siempre han defendido sus impulsores.

El verdadero ‘boom’ del autoconsumo llega ahora a Europa: podría suministrar energía solar a 56 millones de hogares


Según el análisis de SolarPower Europe, la norma europea podría impulsar la instalación de 150 a 200 GW adicionales de capacidad solar para cubiertas en la UE entre 2026 y 2030.

La Directiva sobre eficiencia energética de los edificios entra oficialmente en vigor con su publicación en el Diario Oficial de la UE. La aplicación con éxito de la Normativa Solar para Cubiertas de la UE en virtud de la Directiva de Eficiencia Energética de los Edificios de la UE (EPBD) podría suministrar energía solar al equivalente de 56 millones de hogares europeos.

Un análisis preliminar llevado a cabo por SolarPower Europe sugiere que la EPBD podría impulsar la instalación de 150 a 200 GW de energía solar en tejados en los próximos años, aprovechando el potencial de los tejados de la UE. Esto suponiendo que el 60% de los edificios públicos sean aptos y entren en el ámbito de aplicación de la Norma Solar para Cubiertas de la UE. La EPBD aprovechará el enorme potencial de los tejados, estimado en 560 GW por el Centro Común de Investigación de la UE a principios de este año.

Jan Osenberg, asesor político principal de SolarPower Europe, ha declarado que “al igual que la integración esencial de detectores de humo hace años, esta nueva ley impulsa a la energía solar sobre tejados a convertirse en la norma. Más edificios, empresas y ciudadanos tendrán acceso a una energía solar limpia, renovable y económica».

La nueva ley obliga a que todos los edificios nuevos estén preparados para la energía solar, lo que hace más sencilla y atractiva la búsqueda de energía solar. Según BloombergNEF, las normas solares proactivas (como las que se aplican en algunos países de la UE) pueden aumentar el rendimiento de la inversión entre un 8 y un 11%, en comparación con las instalaciones retroactivas. Además, la Norma Solar está destinada a empoderar a una parte más amplia de la sociedad, aliviando los obstáculos a la adopción de la energía solar en edificios de varios pisos.

Autoconsumo, una crisis pasajera

A partir de 2023 se ha producido el efecto boomerang a la inversa de tres factores que se han confabulado para frenar y revertir la tendencia. "En ese ejercicio empezó a bajar la electricidad y ahora, en 2024, está incluso más barata que antes del 2019. A ello hay que sumar la subida de tipos de interés que, por un lado, ha provocado que los clientes destinen la inversión a otros productos o a amortizar hipotecas y, por otro, al ser a menudo instalaciones que requieren financiación han supuesto un encarecimiento de las mismas. Y en cuanto a las subvenciones, aunque se han concedido muchas, el dinero no acaba de llegar al cliente final lo que ha provocado un boca a boca disuasorio entre los usuarios", insiste De Lama.

Es decir, la misma tormenta perfecta que auspició la expansión del autoconsumo ahora está provocando su recesión.

En términos generales, tal y como recogen desde Eltex, el mercado ha pasado de las 217.000 instalaciones solares en 2022 a las cerca de 112.000 del pasado año, lo que supone una caída de prácticamente el 50%.

El descenso en cualquier caso ha sido mucho más acusado en las instalaciones domésticas o residenciales de autoconsumo, que en 2023 cayó un 54% con respecto a 2022, que en las instalaciones comerciales (-41%) y las industriales (-13%), según señalan desde UNEF. "Seguramente porque en estos dos casos piensan más en el largo plazo y las decisiones se toma con un foco más racional", insiste De Lama.

Pero también hay un componente que afecta especialmente al consumo residencial: la escasa penetración del autonconsumo colectivo en la sociedad española. "El 70% de la población vive en edificios y no se están montando instalaciones colectivas básicamente porque no está desarrollada la figura del gestor del autoconsumo colectivo. En países similares al nuestro, como Portugal o Australia, por ejemplo, es muy sencillo de implantar, pero aquí la producción de autoconsumo colectiva no es apenas aprovechable", denuncian desde UNEF.

A esta situación se une que, como denuncia De Lama, "hoy por hoy, la electricidad sólo supone entre el 20% y el 25% de nuestro consumo energético.

En cualquier caso, para Delknaut, esta es una crisis pasajera. "Tanto las políticas europeas como las nacionales siempre se enfocarán a promocionar las energías renovables por lo que estamos seguros de que el mercado retomará el rumbo y mantendrá un crecimiento relevante y, sobre todo, en España, donde su potencia instalada es la mitad de mercados europeos maduros", insiste. En su caso, la compañía, Eltex, paradójicamente ha pasado de las 500 instalaciones en 2022 a más de 1.200 en el último año. (+)

9 may 2024

El sector energético ve un autoconsumo "muy vivo" pese a problemas de firmas como Holaluz

Moisés Labarquilla, Director AUXSOL ESPAÑA
Agentes del sector energético se han mostrado optimistas respecto a la situación de un autoconsumo fotovoltaico "muy vivo" al que auguran un año "espectacular", y han asegurado que "no hay motivos para entrar en nerviosismo" en mitad del contexto actual, marcado por los problemas de compañías como Holaluz.

En el 'V Congreso Nacional de Autoconsumo' de APPA Renovables, representantes de esta cadena de valor han admitido este jueves que, pese a ser un sector "mucho más consolidado y maduro", todavía tiene margen de mejora, y han abogado por impulsar el autoconsumo colectivo, que permitiría aprovechar el potencial de los edificios en altura y descarbonizar a estas comunidades de propietarios.

Entra en vigor la norma europea sobre solar en tejados

El miércoles, 8 de mayo, entró oficialmente en vigor
la Directiva relativa a la eficiencia energética de los edificios, con su publicación en el Diario Oficial de la UE. Los Estados miembros disponen ahora de 2 años para transponer la ley a la legislación nacional, definiendo los detalles y las exenciones.

La aplicación de la Norma Solar para Cubiertas de la UE, en virtud de la Directiva de Eficiencia Energética de los Edificios de la UE (EPBD), podría suministrar energía solar al equivalente de 56 millones de hogares europeos, según los cálculos de la asociación solar europea SolarPower Europe.

Un análisis preliminar llevado a cabo por la asociación sugiere que la EPBD podría impulsar la instalación de 150 a 200 GW (DC) de energía solar en tejados en los próximos años, suponiendo que el 60% de los edificios públicos sean aptos y entren en el ámbito de aplicación de la norma de la UE sobre cubiertas solares. El Centro Común de Investigación de la UE estimó en 560 GW el potencial fotovoltaico de los tejados a principios de este año.

La Norma Solar para Cubiertas de la UE se aplicará a los nuevos edificios no residenciales y públicos a partir de 2027, a los edificios no residenciales existentes que sean objeto de reformas importantes a partir de 2028, a los nuevos edificios residenciales a partir de 2030 y a todos los edificios públicos existentes adecuados a partir de 2031. La Norma Solar para Azoteas liberará sobre todo el potencial de las grandes azoteas, como las instaladas en oficinas, edificios comerciales o aparcamientos. Algunos edificios, como los agrícolas o los históricos, pueden quedar excluidos.

La capacidad total de energía solar sobre tejado en Europa superaba los 170 GW a finales de 2023 y se espera que crezca hasta los 355 GW a finales de 2027. Además de las instalaciones solares obligatorias en virtud del Estándar Solar, también es probable que aumente el crecimiento de la energía solar sobre tejados en los hogares, ya que los ciudadanos buscan protegerse de la volatilidad de los precios de los fósiles.

SolarPower Europe calcula que las instalaciones actuales en tejados sólo cubren el 30 % del potencial de la UE, lo que deja sin explotar el 70 % de la capacidad de los tejados.

Para IRENA, la Norma Solar actúa como motor de empleo local, con entre 2 y 7 veces más trabajadores empleados en la industria solar en comparación con otros sectores renovables primarios.

5 may 2024

La demanda de energía de los centros de datos se duplicará en 2030

Impulsada por la IA, una demanda más amplia y una desaceleración en el ritmo de aumento de la eficiencia energética, la demanda mundial de energía de los centros de datos está a punto de más que duplicarse para 2030 después de haber estado plana en 2015-20. Este crecimiento es el principal catalizador, junto con el aumento de la producción manufacturera e industrial y las tendencias de electrificación más amplias, de una aceleración de la CAGR de la demanda de electricidad de Estados Unidos hasta el 2,4%.

Goldman Sachs explica en un reciente informe cuáles pueden ser los valores que mejor lo hagan en los mercados, dentro del sector energético, al calor de la creciente mayor demanda de electricidad como consecuencia de la implementación de la inteligencia artificial.

“Creemos que el crecimiento de la carga impulsado por los centros de datos requerirá una inversión de las empresas de servicios públicos de 50.000 millones de dólares en nueva capacidad de generación de energía”, analiza el banco de inversión estadounidense.

“Asumimos un reparto 60/40 entre el gas y las energías renovables, lo que esperamos que impulse una demanda incremental de gas natural de cerca de 3,3 bcf/d para 2030”, destaca el equipo de expertos de la entidad norteamericana. “Aunque el interés de los inversores por el tema de la revolución de la inteligencia artificial no es nuevo, pensamos que se subestiman las oportunidades de inversión en las empresas de servicios públicos, la generación de energías renovables y la industria, cuya inversión y productos serán necesarios para apoyar este crecimiento”, resalta.

El informe de Goldman Sachs prevé una tasa de crecimiento interanual del 15% en la demanda de energía de los centros de datos entre 2023 y 2030, lo que los llevará a representar el 8% de la demanda total de energía de Estados Unidos de aquí a cinco años, frente al 3% actual. De ahí, unos 90 puntos básicos corresponderían a los centros de datos.

“Estimamos que se necesitarán unos 47 GW de capacidad de generación eléctrica adicional para satisfacer el crecimiento acumulado de la demanda de energía de los centros de datos en Estados Unidos hasta 2030, con un 60% de gas y un 40% de fuentes renovables”, comentan estos analistas. A su modo de ver, esto facilitará un mayor auge de la inversión que puede favorecer a la industria de la energía en su conjunto. 

¿Y cuáles son las empresas vinculadas a la mayor demanda de energía que estarían mejor posicionadas para dispararse en los mercados? Según Goldman Sachs, hay que fijarse en diferentes áreas: empresas de servicios públicos, tecnologías limpias, midstream, servicios energéticos, industriales y de tecnología industrial que, en su opinión, tienen un potencial de crecimiento importante al calor de esta tendencia.

En el espacio de utilities, el banco de inversión estadounidense se fija en NextEra Energy Resources, una firma de renovables que se encontraría en una posición privilegiada para aprovechar el crecimiento de los centros de datos. La compañía ya ha señalado que suministra 6 GW de carga procedente de los data center, y espera que esta cifra aumente.


España será uno de los pocos países europeos que eleven el consumo de luz por los centros de datos

Según Goldman Sachs, los 'data centers' y la Inteligencia Artificial harán que el consumo de energía en Europa aumente entre un 40% y un 50% en la próxima década, sumado a una recuperación gradual del proceso de electrificación (del transporte, de los procesos industriales, en los edificios, etc.). 

No obstante, el crecimiento no será equitativo por países y hace una clasificación en dos áreas. Por un lado, señala a los países con energía base barata y abundante (nuclear, hidroeléctrica, eólica y solar), entre los que se sitúan España y Francia. Por otro, están los países con grandes empresas de servicios financieros y tecnología dispuestos a ofrecer incentivos (por ejemplo, exenciones fiscales), aquí destacan Alemania, el Reino Unido e Irlanda.

Spain DC destaca que España, con el foco en Madrid, está dando los pasos para convertirse en el 'hub' digital del sur de Europa. Esto implica atraer a todos los actores de la cadena de valor de la economía digital, construyendo un ecosistema que incluya las infraestructuras necesarias, tanto de telecomunicaciones como de 'data center', el 'hardware' y 'software' de base sobre el que se implantan los nuevos servicios, vinculados a tecnología alrededor de Cloud, IoT, 5G, inteligencia artificial, entre otras. "Este ecosistema provoca un efecto llamada que genera empleo, crecimiento económico, inversión, innovación y un mayor abanico de servicios digitales para la región", subraya la asociación.